Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.

Полученные данные и результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерений активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии);

-    ведения единого времени при выполнении измерений активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    периодического (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматического сбора привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    хранения не менее 3,5 лет результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных), данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    обработки, формирования и передачи результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте Коммерческому Оператору (далее-КО) и внешним организациям с электронной подписью;

-    предоставления по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК системы на всех уровнях АИИС КУЭ;

-    обеспечения защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностики функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее-ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802КАЬ-Р4аБ-Б1^4 и A1802RALQ-P4GB-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-06, ГР № 31857-11), счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 14555-02), счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 27428-04), указанные в таблице 2 (26 точек измерения).

2-й    уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификация RTU-327LV01, ГР № 41907-09), устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемников типа Garmin GPS 16x-HVS, технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее-ИВК), в состав которого входят: сервер баз данных (СБД), с установленным криптографическим программным обеспечением (далее - ПО) и ПО «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени -специализированный тайм-сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура), технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям (проводным линиям) поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени равных 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВтч.

Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.

Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть связи.

ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных документов в XML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в XML-формате, отправляемые в ПАК КО АО «АТС», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В состав СОЕВ входят: счетчики электрической энергии, УСПД с устройствами синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника типа Garmin GPS 16x-HVS, сервер ИВК со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени от источников точного времени при проведении измерений электрической энергии.

Время УСПД АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS-приемника, корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и GPS-приемника на величину более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД выполняется один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на величину более ±2 с выполняется их корректировка.

Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и тайм-сервера на величину более ±1 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». (Версия не ниже 14.05.01). Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014-средний.

Наличие специальных средств защиты - разграничение прав доступа, пароли, фиксация изменений в журнале событий исключают возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.

зечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Таблица 2 - Пе

Состав измерительного канала

и

и

г

р

е

н

о

р

т

к

е

л

rn

д

и

В

К

ея

ии

нн

ае

р

о

та

ма

р

о

&

с

н

а

р

Т

р

оя & ! о, « & * 1Т &

и 5 й § рн Т

о

«

В

С

С

я

н

в

о

р

В

С

С

У

к

и

ч

т

е

ч

С

в

о

н

а

е

ме

о

К

а

к

о

т

П

С

У

ее

мо

н

в

о

р

с

и

р

п

У

и

а

К

1

2

3

4

5

6

7

8

9

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246806

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52790971 Зав.№ 52790972

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52784649 Зав.№ 52784646

1

ТГ-1

3

4 9 0 0 0

5

5

7

0

0

№.

а

з

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 08Н 92171514 Зав.№ 08Н 92171492 Зав.№ 08Н 92171488

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196459

ГТЭС №1 ТСН-TN12

2

в

а

з

и

н

м

е

и

р

п

-

S

P

G

0

>

L

7

2

3

£

T

R

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92093371 Зав.№ 08G 92118452 Зав.№ 08G 92118448

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196460

ая

н

в

и

т

к

а

е

ая

н

в

и

т

к

ГТЭС№1

TCH-TN11

3

Г

е

р

е

в

р

е

с

EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав.№1HSE 8777 942 Зав.№1HSE 8777 943 Зав.№1HSE 8777 944

ГТЭС №1 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT

Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28004 Зав.№ GD8/P28005 Зав.№ GD8/P28006

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196454

4

й

а

т

2

4

9

0

0

0

0

5

5

7

0

0

в

а

з,

01

>

L

7

2

3

£

T

R

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246807

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52670684 Зав.№ 52670679

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52790969 Зав.№ 52790970

5

ТГ-2

в

а

з

и

н

м

е

и

р

п

-

S

P

G

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№08H 92171506 Зав.№08H 92171478 Зав.№08H 92171516

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196457

ГТЭС №2 TCH-TN22

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ГТЭС №2 TCH-TN21

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92118435 Зав.№ 08G 92118436 Зав.№ 08G 92118442

-

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196458

0

5

5

о

0

в

а

01

>

L

7

2

m

£

T

R

GPS-приемник, зав.№ 000942

К

Рч

Т

е

ffl

С

U

е

р

е

в

&

е

с

-

м

й

а

н

§

н

ю

и

итк

а

е

5

н

в

и

Ё

<

8

ГТЭС №2 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28001 Зав.№ GD8/P28002 Зав.№ GD8/P28003

EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8777 939 Зав.№ 1HSE 8777 940 Зав.№ 1HSE 8777 941

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196453

9

ТГ-3

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52388100 Зав.№ 52388099

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120 КТ 0,2 Зав.№ 52415274 Зав.№ 52415272

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246799

9

4

5 7

о

0

в

ей

01

>

L

(N

3

£

T

GPS-приемник, зав.№ 002730

10

ГТЭС №3 TCH-TN32

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 07F 91407187 Зав.№ 07F 91407186 Зав.№ 07F 91407191

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154306

11

ГТЭС №3 TCH-TN31

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 06/36391 Зав.№ 06/36393 Зав.№ 06/36392

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154310

12

ГТЭС №3 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 6100569 Зав.№ 6100568 Зав.№ 6100567

EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8730 565 Зав.№ 1HSE 8730 566 Зав.№ 1HSE 8730 567

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 06918388

13

ТГ-4

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52840042 Зав.№ 52840057

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52843204 Зав.№ 52843210

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246812

RTU 327LV01, зав.№ 007547

GPS-приемник, зав.№ 005689

14

ГТЭС №4 TCH-TN42

TA60R Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 21406/09 Зав.№ 25703/09 Зав.№ 25714/09

-

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01202464

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ГТЭС №4 TCH-TN41

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 09K 92919845 Зав.№ 09K 92919850 Зав.№ 09K 92919849

-

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01202463

RTU 327LV01, зав.№ 007547

GPS-приемник, зав.№ 005689

К

Рч

Т

е

и

К

Г

е

&

е

в

р

е

с

-

й

а

т

§

К

в

и

итк

ей

§

н

ю

и

кти

A

16

ГТЭС №4 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT

Ктт=300/5; КТ 0,2S Зав.№ 09121751 Зав.№ 09121750 Зав.№ 09121754

JDQXF-145ZHW Кта=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ GD9/120R3201 Зав.№ GD9/120R3202 Зав.№ GD9/120R3203

A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01204417

17

ТГ-5

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52840041 Зав.№ 52840046

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52843287 Зав.№ 52843288

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246813

RTU 327LV01, зав.№ 007624

GPS-приемник, зав.№ 005897

18

ГТЭС №5 TCH-TN52

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 12K 94994634 Зав.№ 12K 94994636 Зав.№ 12K 94994639

-

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263002

19

ГТЭС №5 TCH-TN51

ASK 31.3 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 12D 94613780 Зав.№ 12D 94613784 Зав.№ 12D 94613791

-

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263003

20

ГТЭС №5 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 6091367 Зав.№ 6091368 Зав.№ 6091366

EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8728 890 Зав.№ 1HSE 8728 891 Зав.№ 1HSE 8728 892

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263005

21

ТГ-6

780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52717209 Зав.№ 52717210

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52740637 Зав.№ 52740638

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246797

3

2

6

7

о

о

в

а

СО,

01

V

L

7

(N

3

U

T

Р4

GPS-приемник, зав.№ 001289

22

ГТЭС №6 TCH-TN62

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 08Н 92171510 Зав.№ 08Н 92171519 Зав.№ 08Н 92171520

-

A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав.№ 01193600

23

ГТЭС №6 ТСН-TN61

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92118456 Зав.№ 08G 92118432 Зав.№ 08G 92118453

-

A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав.№ 01193602

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

ГТЭС №6 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28014 Зав.№ GD8/P28009 Зав.№ GD8/P28007

EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8777 930 Зав.№ 1HSE 8777 931 Зав.№ 1HSE 8777 932

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01163869

3

2

6

7

0

0

в

а

з,

01

>

L

7

2

3

£

T

R

GPS-приемник, зав.№ 001289

И

Рч

Т

е

PQ

1

О

р

е

в

р

е

с

й

а

т

ая

н

в

и

т

и

ей

е

ая

н

в

и

т

к

А

25

КТП 100 кВА 10/0,4 кВ

Т-0,66 У3 Ктт=150/5; КТ 0,5S Зав.№ 04039002 Зав.№ 04039001 Зав.№ 04039000

-

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01283843

RTU 327LV01, зав.№ 007624

GPS-приемник, зав.№ 005897

26

КТПСН 1000 кВА 10/0,4 кВ

Т-0,66 У3 Ктт=1500/5; КТ 0,5S Зав.№ 050349 Зав.№ 050350 Зав.№ 050351

-

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01261552

5

5

7

0

0

в

а

з,

01

V

L

7

2

3

U

T

R

GPS-приемник, зав.№ 000943

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)ином; ток (0,05-1,2)1ном для ИК № 1-15,17-24 и ток (0,01-1,2)1ном для ИК № 16,25,26; 0,5 инд.<ео8ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от 0 до 40 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_

о,

е

S

о

К

е

к

К & <U и F О ей О

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях, %

§1%,

11(2)%£1изм<12%

§5%,

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

Sioo^»

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

1, 4, 5, 8, 9, 12, 13, 17, 20, 21, 24

1

Не норм.

±1,1

±0,8

±0,7

0,8

Не норм.

±1,5

±1,0

±1,0

0,5

Не норм.

±2,2

±1,4

±1,2

2, 3, 6, 7, 14, 15, 18, 19

1

Не норм.

±1,8

±1,0

±0,8

0,8

Не норм.

±2,9

±1,6

±1,2

0,5

Не норм.

±5,3

±2,7

±1,9

10, 11, 22, 23

1

Не норм.

±2,2

±1,6

±1,5

0,8

Не норм.

±3,3

±2,2

±1,9

0,5

Не норм.

±5,6

±3,1

±2,4

16

1

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,8

±1,5

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±2,2

±1,4

±1,2

±1,2

25, 26

1

±1,8

±1,1

±0,9

±0,9

0,8

±2,9

±1,7

±1,3

±1,3

0,5

±5,4

±2,8

±2,0

±2,0

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_

о,

е

S

о

К

Значение

cosj/sinj

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях, %

§1%,

11(2)%£1изм<12%

§5%,

15%£1изм<120%

§20%,

120%£1изм<1100%

§100%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

15 9 13 17

1 5 5 5 1 ' 5 20, 21

0,8/0,6

Не норм.

±2,3

±1,9

±1,8

0,5/0,87

Не норм.

±2,0

±1,8

±1,8

2, 3, 6, 7, 14, 15

0,8/0,6

Не норм.

±4,5

±2,3

±1,7

0,5/0,87

Не норм.

±2,7

±1,5

±1,2

4, 8, 12, 24

0,8/0,6

Не норм.

±2,3

±1,4

±1,2

0,5/0,87

Не норм.

±1,7

±1,2

±1,1

10, 11, 22, 23

0,8/0,6

Не норм.

±5,2

±3,0

±2,4

0,5/0,87

Не норм.

±3,6

±2,3

±2,1

16

0,8/0,6

±3,1

±1,8

±1,3

±1,2

0,5/0,87

±2,4

±1,5

±1,1

±1,1

18, 19

0,8/0,6

Не норм.

±4,5

±2,7

±2,2

0,5/0,87

Не норм.

±2,9

±2,1

±1,9

25, 26

0,8/0,6

±4,8

±3,1

±2,7

±2,7

0,5/0,87

±3,4

±2,6

±2,4

±2,4

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)иШм; ток (0,05-1,2)^ для ИК № 1-15,17-24 и ток (0,01-1,2)^ для ИК № 16,25,26; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.; температура окружающей среды (20±5) °С приведены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии_

о,

е

S

о

К

е

к

К &

СЛ

F О ей О

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях, %

§1%,

11(2)%£1изм<12%

§5%,

15%£1изм<120%

§20%,

120%£1изм<1100%

§loo%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

1, 4, 5, 8, 9, 12, 13, 17, 20, 21, 24

1

Не норм.

±0,9

±0,6

±0,5

0,8

Не норм.

±1,3

±0,8

±0,6

0,5

Не норм.

±2,0

±1,2

±0,9

2, 3, 6, 7, 14, 15, 18, 19

1

Не норм.

±1,7

±0,9

±0,6

0,8

Не норм.

±2,8

±1,4

±1,0

0,5

Не норм.

±5,3

±2,6

±1,8

10, 11, 22, 23

1

Не норм.

±1,7

±1,0

±0,8

0,8

Не норм.

±2,9

±1,5

±1,1

0,5

Не норм.

±5,4

±2,7

±1,9

16

1

±1,0

±0,6

±0,5

±0,6

0,8

±1,3

±0,9

±0,6

±0,9

0,5

±2,0

±1,3

±0,9

±0,6

25, 26

1

±1,7

±0,9

±0,6

±0,6

0,8

±2,8

±1,5

±1,0

±1,0

0,5

±5,3

±2,7

±1,8

±1,8

Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии_

о,

е

S

о

К

Значение

cosj/sinj

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях, %

§1%,

11(2)%£1изм<12%

§5%,

15%£1изм<120%

§20%,

120%£1изм<1100%

§100%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

15 9 13 17

1 5 5 5 1 ' 5

0,8/0,6

Не норм.

±1,7

±1,1

±1,0

20, 21

0,5/0,87

Не норм.

±1,3

±0,9

±0,8

2, 3, 6, 7, 14, 15

0,8/0,6

Не норм.

±4,3

±2,2

±1,5

0,5/0,87

Не норм.

±2,4

±1,3

±0,9

4, 8, 12, 24

0,8/0,6

Не норм.

±1,9

±1,1

±0,9

0,5/0,87

Не норм.

±1,3

±0,8

±0,7

10, 11, 22, 23

0,8/0,6

Не норм.

±4,5

±2,4

±1,8

0,5/0,87

Не норм.

±2,8

±1,6

±1,3

16

0,8/0,6

±2,2

±1,3

±0,9

±0,9

0,5/0,87

±1,6

±1,0

±0,7

±0,7

18, 19

0,8/0,6

Не норм.

±4,3

±2,4

±1,8

0,5/0,87

Не норм.

±2,6

±1,7

±1,4

Продолжение таблицы 6

1

2

3

4

5

6

25, 26

0,8/0,6

±4,3

±2,2

±1,5

±1,5

0,5/0,87

±2,6

±1,3

±1,0

±1,0

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А1800, Альфа А2

-    среднее время наработки на отказ Тср = 120 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет;

счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа

-    среднее время наработки на отказ Тср = 100 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет; трансформаторы тока (напряжения)

-    среднее время наработки на отказ Тср = 400 000 ч,

-    средний срок службы не менее 25 лет;

УСПД RTU-327LV01

-    среднее время наработки на отказ Тср = 240 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет; сервер ИВК

-    среднее время наработки на отказ Тср = 141 241 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью блоков аккумуляторных батарей и устройства АВР,

-    резервирование каналов связи ИВКЭ и ИВК,

-    резервирование питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания. Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирование,

-    пропадание/восстановление питания счетчика;

-    снятие крышки зажимов и кожуха счетчика;

-    пропадание/восстановление связи

-    пропадание/восстановление напряжения (по фазам);

-    коррекции времени счетчика, УСПД,

-    количество нажатий на кнопку «RESET» счетчика,

-    очистка журнала событий; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений.

-    перерывов электропитания,

-    пропадание/восстановление связи с точкой опроса,

-    программные и аппаратные перезапуски,

-    корректировки времени сервера,

-    изменения ПО,

-    сообщения, связанные с защитой программного обеспечения.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии,

-    клеммников измерительных трансформаторов,

-    промежуточных клеммников и автоматов вторичных измерительных цепей,

-    сервера ИВК,

-    УСПД;

защита информации на программном уровне:

-    пароль доступа на счетчики электрической энергии,

-    пароль доступа на УСПД;

-    пароль доступа на сервер,

-    шифрование результатов измерений при передаче информации сторонним организациям (использование цифровой подписи)

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка №2 Симферопольская.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента и вспомогательного оборудования АИИС КУЭ

Регистрационный номер в Информационном фонде

Количество

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5

31857-06

10 шт.

31857-11

11 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RALQ-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5

31857-06

1 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1

27428-04

2 шт.

Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1

14555-02

2 шт.

Трансформаторы тока Т-0,66 (модификация Т-0,66 У3) , КТ 0,5S

52667-13

3 шт.

Трансформатор тока Т-0,66 (модификация Т-0,66 У3), КТ 0,5S

29482-07

3 шт.

Трансформаторы тока 780I-202-5, КТ 0,2

51411-12

9 шт.

53453-13

3 шт.

Трансформатор тока измерительные ТА (модификация ТA60R), КТ 0,5

35626-07

3 шт.

Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 31.4, ASK 63.4), КТ 0,5

31089-06

15 шт./12 шт.

Трансформаторы тока измерительные AS, ASK, EAS, EASK, ASKD, EASKD (модификации ASK 31.3, ASK 63.4), КТ 0,5

49019-12

3 шт./3 шт.

Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2S и КТ 0,2

29838-05

3 шт./12 шт.

1

2

3

Трансформатор напряжения JDQXF-145ZHW, КТ 0,2

40246-08

3 шт.

Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2

32003-06

15 шт.

Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2

51410-12

10 шт.

53454-13

2 шт.

Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 (модификация RTU-327 LV01)

41907-09

6 шт.

УССВ на базе GPS-приемника Garmin GPS 16x-HVS

-

6 шт.

Сотовый модем Siemens TC35i

-

7 шт.

Коммутатор Cisco Catalyst 2960

-

8 шт.

Маршрутизатор Cisco Catalyst 2901

-

1 шт.

Спутниковый модем SkyEdge II IP

-

1 шт.

Основной сервер HP ProLiant DL160 G5

-

1 шт.

Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM

-

1 шт.

АРМ на базе персонального компьютера

-

1 шт.

Программное обеспечение

ПО для настройки счетчиков электрической энергии «MeterCat 3.2.1», «APLHAPLUS W 1.30»

-

1 экз.

ПО для настройки УСПД RTU-327

-

6 экз.

Программный пакет АС РЕ 100 «АльфаЦЕНТР»

-

1 экз.

Документация

Методика поверки МП 4222-19-7714348389-2017

-

1 экз.

Формуляр ФО 4222-19-7714348389-2017

-

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-19-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.03.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и ГОСТ 8.216-2011;

-    многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа А1800 по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г., «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Aльфа A2 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Aльфа A2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2004 г.;

-    устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12). Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие

определение метрологических характеристик ЛИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская». Свидетельство об аттестации №186/RA.RU. 311290/2015/2017 от 27.02.2017.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская

ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ Р 52323-2005. Aппаратура для измерения электрической энергии переменного тока Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ Р 52425-2005. Aппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия

Развернуть полное описание